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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS, COMBUSTIBLES Y EXPLOSIVOS PROYECTO FIN DE GRADO DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y MINERA RECOLOCACIÓN DE POZOS PRODUCTORES EN UN PROYECTO DE CAMPOS DE GAS EN EL NORTE DE ÁFRICA ADRIÁN GARCÍA JUANES SEPTIEMBRE 2017
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA
Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS,
COMBUSTIBLES Y EXPLOSIVOS
PROYECTO FIN DE GRADO
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y MINERA
RECOLOCACIÓN DE POZOS PRODUCTORES EN UN PROYECTO DE
CAMPOS DE GAS EN EL NORTE DE ÁFRICA
ADRIÁN GARCÍA JUANES SEPTIEMBRE 2017
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA
Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS,
COMBUSTIBLES Y EXPLOSIVOS
RECOLOCACIÓN DE POZOS PRODUCTORES EN UN PROYECTO DE
CAMPOS DE GAS EN EL NORTE DE ÁFRICA
Realizado por
ADRIÁN GARCÍA JUANES
Dirigido por
Ramón Rodríguez Pons-Esparver
Profesor Titular de la universidad
Departamento de Ingeniería Geológica y Minera
Y
Carlos Cebamanos Pérez Jaime Del Moral Lacarcel
Y
Ingeniero de Minas ETSIME Ingeniero de Minas ETSIME
CEPSA E.P.
2
AGRADECIMIENTOS
Finalizado el proyecto, quiero dar los siguientes agradecimientos a todos aquellos que
han estado alrededor mio.
A la Escuela de Minas y Energía, a la cátedra CEPSA y a CEPSA E.P. por haberme
formado hasta este punto y haberme dado la oportunidad de formar parte de este
proyecto real y de gran alcance.
Carlos, Jorge, Fernando, Mario, Javier, Raquel, Blas, Mauricio, Maria Jesus, y muchos
mas compañeros que he tenido estos seis meses en las prácticas en CEPSA, gracias por
vuestra amistad que me llevo para un futuro.
Y los más importantes que son mi hermano y mis padres, todo lo que soy os lo debo a
vosotros.
I
ÍNDICE
AGRADECIMIENTOS ................................................................................................. 2
ÍNDICE ............................................................................................................................. I
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ................................................................................. III
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................... V
RESUMEN .................................................................................................................. VII
ABSTRAC ................................................................................................................... VII
DOCUMENTO 1: MEMORIA TÉCNICA .................................................................. 1
OBJETIVO Y ALCANCE ............................................................................................. 2
1. SOFTWARE EMPLEADO: ECLIPSE Y PETREL ............................................ 3
1.1.ECLIPSE ........................................................................................................... 4
2. ENTORNO DE NORA ............................................................................................ 6
2.1.UBICACIÓN Y LOCALIZACIÓN DE NORA ............................................... 6
2.2.GEOLOGÍA REGIONAL DE NORA .............................................................. 7
2.3.DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO ............................................................. 9
3. DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE SIMULACIÓN DE NORA .................... 15
4. METODOLOGÍA DEL PROYECTO ................................................................. 18
5. DESARROLLO DEL PROYECTO ..................................................................... 20
5.1.ESTUDIO DEL MODELO ESTÁTICO ........................................................ 20
5.1.1. VARIABLES INDEPENDIENTES DEL MODELO .................... 20
5.1.2. VARIABLES DEPENDIENTES DEL MODELO......................... 22
5.2.ESTUDIO DEL MODELO DINÁMICO ....................................................... 25
5.2.1. CASO BASE. ESCENARIO INICIAL DE LOCALIZACIÓN
DE POZOS ............................................................................................... 27
5.2.2. CASO 1. .......................................................................................... 29
5.2.3. CASO 2. .......................................................................................... 32
5.2.4. CASO 3. .......................................................................................... 34
5.2.5. CASO 4. .......................................................................................... 36
5.2.6. CASO 5. ESCENARIO PROPUESTO DE LOCALIZACIÓN
DE POZOS. .............................................................................................. 38
5.2.7. VISÓN GLOBAL DE LA EVOLUCIÓN CASO A CASO. .......... 40
II
5.3.ESTUDIO DE LIMITACIONES Y RESTRICCIONES ................................ 42
5.3.1. RESTRICCÍON AL PORCENTAJE DE CO2 PRODUCIDO ....... 42
5.3.2. LIMITACIÓN CAUDAL DE TUBERÍAS .................................... 46
5.4.ESTUDIO DE SENSIBILIDAD AL CASO PROPUESTO ........................... 49
5.5.VERIFICACIÓN DE RESULTADOS. MODELO COMPLETO ................. 53
6. CONCLUSIONES ................................................................................................. 54
DOCUMENTO 2: ANÁLISIS ECONÓMICO .......................................................... 58
1. ANÁLISIS DE COSTES DEL ESTUDIO DE RECOLOCACIÓN DE
POZOS PRODUCTORES EN EL YACIMIENTO DE NORA ............................... 59
2. ANALISIS DE COSTES DE LA RELOCALIZACIÓN DE LOS 8
POZOS ........................................................................................................................... 60
7. REFERENCIAS ..................................................................................................... 63
DOCUMENTO 3: ANEXO 1 ...................................................................................... 64
IMPACTO SOCIOECONOMICO ............................................................................. 65
III
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Figure 1. Descripción y localización de la cuenca de Nora. ............................................ 6
Figure 2. Region dominada por el reg. ............................................................................ 7
Figure 3. Ejemplo de un lecho Wadi ............................................................................... 8
Figure 4. Techo del reservorio Gran Emsian en un mapa de profundidad (m SS)
mostrando la localizacón de los 8 campos del proyecto Nora en el norte de África. ....... 9
Figure 5. Promedio de permeabilidad y porosidad de los 3 reservorios, del
superior al inferior: Emsian, Pragian y Lochkovian. Las imágenes muestran tres
cores que es posible encontrar en Nora, siendo la "bonne matrice" la más típica.
Nora es un tight reservoir muy cerca de ser unconventional. ......................................... 10
Figure 6. Estratigrafía de los campos de gas de Nora mostrando los tres depósitos
principales de gas: Emsian, Pragian y Lochkovian. La rotura estratigráfica
regional más importante, situada a unos 700 m por debajo de la superficie se
conoce como discordancia Hercyninan .......................................................................... 11
Figure 7. Gran Emsian gas water contact. ..................................................................... 12
Figure 8. Pragian gas water contact. .............................................................................. 13
Figure 9. Lochkovian gas water contact. ....................................................................... 14
Figure 10. Modelo estático de Nora. 20 millones de celdas. ......................................... 15
Figure 11. Modelo estático de Nora. 850 mil celdas. .................................................... 16
Figure 12. Modelo estático de Nora. 180 mil celdas. .................................................... 17
Figure 13. Localización de los pozos en el estudio de sensibilidad al caso
propuesto. ....................................................................................................................... 19
Figure 14. Ejemplo del espaciamiento entre pozos en el campo Gamma. .................... 21
Figure 15. Mapas que muestran la arena neta (NTG) (%) de los tres reservorios. ........ 22
Figure 16. Mapas que muestran la permeabilidad (mD) para los tres reservorios. ....... 22
Figure 17. Mapas que muestran la porosidad (%) de los tres reservorios. .................... 23
Figure 18. Mapas mostrando la saturación de gas (%) para los tres reservorios. .......... 23
Figure 19. Mapas que muestran la columna de gas de los tres reservorios. .................. 24
Figure 20. Log de un pozo en donde se ven los parametros de las celdas por las
que este pozo ha pasado.................................................................................................. 25
Figure 21. Nueva posición para un pozo en un Techo del yacimiento Pi. .................... 25
Figure 22. Cross section del pozo de la figura de la izquierda donde se ve la gran
cantidad de celdas por las que pasa del reservorio pragian; razón por la cual este
pozo es un gran productor. ............................................................................................. 26
Figure 23. posición nueva para un pozo en el campo Lambda en un mapa de
saturación de gas. ............................................................................................................ 26
Figure 24. Techo del mapa de profundidad del reservorio Gran Emsian (m SS).
Muestra los 37 pozos iniciales del proyecto Nora. Tenga en cuenta que 8 pozos (α
-3 a α -10, en color rosa) fueron originalmente planeados en el campo α. ..................... 27
Figure 25. Escenario de recolocación de pozos para el caso 1. ..................................... 29
Figure 26. Ejemplo de zona compartimentalizada por fallas en el reservorio Beta-
Pragian. ........................................................................................................................... 30
Figure 27. Escenario de recolocación de pozos para el caso 2. ..................................... 32
Figure 28. Escenario de recolocación de pozos para el caso 3. ..................................... 34
Figure 29. Escenario de recolocación de pozos para el caso 4. ..................................... 36
Figure 30. Escenario de recolocación de pozos para el caso propuesto. ....................... 38
Figure 31. Evolucíon de la producción acumulada caso a caso. ................................... 40
Figure 32. evolución del factor Z en función del la presión. ......................................... 44
IV
Figure 33. Producción de CO2 durante el periodo de la licencia de producción. .......... 45
Figure 34. Producción de CO2 del campo Beta. ............................................................ 47
Figure 35. Producción de CO2 de los campos Alfa y Lambda, se consideram a la
vez ya que compraten tubería hasta que el gas llega a la instalación separadora. .......... 47
Figure 36. Producción diaria de gas ajustada al caudal de las tuberías. ........................ 48
Figure 37. comparación de la producción diaria y acumulada para las situciones
con el rate de los pozos ajustado a las tuberías y sin ajustar. ......................................... 48
Figure 38. Techo del mapa de profundidad del reservorio Gran Emsian (m SS).
Muestra las áreas propuestas (grupos de círculos rosados) para reubicar los ocho
pozos de α. Después de un estudio de sensibilidad en cada una de esas áreas. .............. 49
Figure 39. Localización de los pozos para los casos de sensibilidad para el campo
Beta. ................................................................................................................................ 50
Figure 40. Localización de los pozos para los casos de sensibilidad para el campo
Delta. .............................................................................................................................. 50
Figure 41. Localización de los pozos para los casos de sensibilidad para el campo
Pi. .................................................................................................................................... 50
Figure 42. Localización de los pozos para los casos de sensibilidad para el campo
Lambda. .......................................................................................................................... 50
Figure 44. Producción de cada campo para cada caso de sensibilidad. ......................... 51
Figure 45. Porcentaje de producción de cada campo respecto la producción total. ...... 52
Figure 46. Ksar, pueblo tradicional del norte de África. ............................................... 65
Figure 47. Sistema de riego tradicional. Foggara. ......................................................... 66
V
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Propiedades estudiadas del modelo estático. .................................................. 18
Tabla 2. Limitaciones del proyecto. .............................................................................. 19
Tabla 3. Campo, nº de pozos y producción acumulada hasta el final de la licencia
de producción. ................................................................................................................ 28
Tabla 4. Producción de los pozos recolocados para el caso 1. ...................................... 31
Tabla 5. Producción de los pozos recolocados para el caso 2. ...................................... 33
Tabla 6. Producción de los pozos recolocados para el caso 3. ...................................... 35
Tabla 7. Producción de los pozos recolocados para el caso 4. ...................................... 37
Tabla 8. Producción de los pozos recolocados para el caso propuesto. ........................ 39
Tabla 9. Mejoría de la producción y promedio de la producción por pozo en Nora. .... 40
Tabla 10. En detalle, nº de pozos por campo y por región y su respectica
producción caso a caso. .................................................................................................. 41
Tabla 11. Análisis de la composición del gas proveniente del campo Beta. ................ 43
Tabla 12. Relación presión volmen del gas proveniente del campo Beta. .................... 43
Tabla 13. %CO2 de cada campo de Nora. ..................................................................... 44
Tabla 14. Dimensión y capacidad mínima y máxima de las tuberías. ........................... 46
Tabla 15. Desglose de gastos del estudio realizado …………………..………………....……59
Tabla 16. Tabla comparativa del precio por pozo según las profundidades……...……..62
VI
Por motivos de confidencialidad, se han cambiado los nombres del yacimiento en
estudio, de los campos que conforman el yacimiento y de los pozos de cada campo.
VII
RESUMEN
El objetivo de este proyecto es el de recolocar ocho pozos productores de gas que
habían sido originalmente proyectados para ser perforados en el campo Alfa (α), uno de
los ocho campos de un yacimiento en el norte de África al que llamaremos Nora. Esta
recolocación puede ser necesaria debido a que los datos de los test obtenidos por dos
pozos ya perforados en el campo α están mostrando resultados peores de lo esperado, lo
que hace suponer una producción de gas no rentable. Debido a esta hipótesis, el
proyecto repartirá estos ocho pozos planificados para perforar en el campo α por los
otros siete campos de Nora.
Para ello, se analizaron diferentes escenarios de perforación para los ocho campos de
gas, basándome en los existentes modelos estático y dinámico de Nora (Simulador
Eclipse) para los tres yacimientos que este contiene: Emsian, Pragian y Lochkovian.
Una vez encontrado el escenario de perforación óptimo, se hizo un estudio de
sensibilidad para estudiar la bondad de las nuevas localizaciones de los pozos
propuestos.
ABSTRAC
The objective of this project is to relocate eight gas production wells which were
originally committed to be drilled in the Alfa (α) field; one of the eight fields located the
reservoir Nora, North Africa. This relocation was necessary because the former wells
already drilled in α field showed poorer results than expected, which suggested a
marginal gas production. Then, the eight α commitment wells were necessary to be
spread through the other seven Nora fields.
Different alternative drilling scenarios were analyzed for the eight wells location. This
was based on the existing reservoir static and dynamic model (Eclipse Simulators) for
the three gas reservoirs: Emsian, Pragian and Lochkovian through the entire Nora area.
Once the optimal drilling scenario was selected, a fine tuning study was done to
optimize the well locations.
DOCUMENTO 1: MEMORIA TÉCNICA
2
OBJETIVO Y ALCANCE
El objetivo de este PFG es el de encontrar una nueva posición para 8 pozos de gas que
se habían proyectado perforar inicialmente en una zona aparentemente productora. Los
recientes test de producción de los pozos exploratorios en esta zona, muestran que las
expectativas originales de productividad no se están confirmando, con lo cual, el plan de
desarrollo originalmente definido no parece ser el óptimo. Por este motivo, y debido a la
obligación contractual de perforar 37 pozos, el proyecto tratará de repartir estos 8 pozos
de la forma más adecuada, buscando localizaciones alternativas para esos pozos que
estaban definidos en esa zona de baja productividad e intentar alcanzar una meseta de
producción de 5 MM de m3 diarios durante 5 años.
Para ello me ayudaré de los softwares Petrel y Eclipse. Primeramente estudiaré y
entenderé la geología del yacimiento ayudándome del modelo estático creado. A
continuación, basándome en distintas variables y características del campo, generaré
distintos escenarios de perforación representando distintas localizaciones alternativas
para esos pozos y con los resultados obtenidos, se verá cuál es el mejor plan de
desarrollo alternativo al actual.
3
1. SOFTWARE EMPLEADO: ECLIPSE Y PETREL
Para llevar a cabo este proyecto, se usaron dos herramientas principalmente: Petrel y
Eclipse, ambos softwares pertenecientes a la compañía de servicios Schlumberger.
Más adelante se detallara que se hizo un estudio de 2 tipos de modelos del yacimiento.
Un modelo estático y a partir de él, un modelo dinámico.
El software Petrel se utilizó sobre todo para: generar mapas de las propiedades del
yacimiento para así entenderlo mejor, se usó también para la visualización de los
resultados de simulación, y lo más importante, para generar los distintos escenarios de
localización de pozos para luego simularlos a través del programa Eclipse.
Eclipse es el encargado de realizar los cálculos pertinentes para prever cómo se
comportará el yacimiento a lo largo del tiempo en función de los cambios que se hayan
considerado, y Petrel se usó como herramienta para hacer la mayoría de estos cambios y
visualizaros.
Lo mejor de Petrel [4] es que en él se ha conseguido juntar todas las disciplinas de la
exploración y producción en una sola herramienta, haciéndolo mucho más funcional e
interconectado. Años atrás cada disciplina de la exploración y producción usaba sus
propios programas, ahora con Petrel se ha conseguido tener una gran visión de conjunto.
Además, también se usaron las herramientas más importantes de Microsoft Office como
son Excel, Word y Power Point, haciendo especial uso de Excel, ya que sus hojas de
cálculo permiten sacar multitud de conclusiones sobre los resultado obtenidos.
4
1.1. ECLIPSE
Para llevar a cabo la simulación numérica que Eclipse realiza, es necesaria una larga
lista de datos de entrada que el programa tiene que leer y reconocer. Estas entradas están
divididas en secciones, cada una de las cuales viene introducida por una palabra clave.
Las secciones que debe tener todo modelo de simulación se detallan a continuación [3]:
RUNSPEC. Es la primera sección de un archivo de entrada de datos ECLIPSE.
Contiene el título de ejecución, fecha de inicio, unidades, varias dimensiones del
problema (números de bloques, pozos, tablas, etc.), indicadores para fases o
componentes presentes. Es decir, es la primera sección en la que se avisa al
programa de qué datos se van a introducir en las siguientes secciones.
GRID. Determina la geometría básica de la cuadrícula de simulación y diversas
propiedades de la roca (Porosidad, permeabilidad absoluta, relaciones net to
gross) en cada celda de la cuadrícula. A partir de esta información, el programa
calcula los volúmenes de poros del bloque, las profundidades de punto medio y
las transmisibilidades entre bloques.
EDIT. Esta sección contiene instrucciones para modificar los volúmenes de
poros, las profundidades del centro del bloque, las transmisibilidades, las
difusividades y las conexiones no vecinas (NNC) calculadas por el programa a
partir de los datos introducidos en la sección GRID. Es totalmente opcional.
PROPS. Aquí, los datos de entrada contienen propiedades dependientes de la
presión y saturación de los fluidos y rocas del yacimiento.
5
REGIONS. Divide la red computacional en regiones para: Cálculo de las
funciones de saturación (permeabilidad relativa y presión capilar), cálculo de las
propiedades PVT (densidades de fluidos, viscosidades, composición), equilibrio
(ajuste de presiones y saturaciones iniciales), el cálculo de las permeabilidades
relativas direccionales, el cálculo de las propiedades de ROCKTAB para la
opción de compactación de rocas, etc. Si no hay ninguna sección REGIONS,
ECLIPSE pone todos los bloques en una sola región para todas las operaciones
anteriores.
SOLUTION. Contiene datos suficientes para definir el estado inicial (presión,
saturaciones, composiciones) de cada bloque de celdas en el yacimiento.
SUMMARY. Especifica varias variables que se deben escribir en los archivos
de resumen después de cada intervalo de tiempo en la simulación. Si no hay una
sección SUMMARY, ECLIPSE no crea archivo de resumen.
SCHEDULE. Especifica las operaciones a simular (controles de producción e
inyección y restricciones) y los tiempos en los que se requieren informes de
salida.
Estas son las secciones que cualquier modelo a simular con Eclipse debe llevar. Dentro
de cada sección hay multitud de keywords que es dónde realmente se encuentran los
datos concretos de cómo es el yacimiento.
Existen otros programas para llevar a cabo este tipo de simulaciones, cuyas estructuras
son muy similares. Una vez se entiende el funcionamiento de uno, te puedes adaptar
rápidamente a otros softwares.
6
2. ENTORNO DE NORA
2.1. UBICACIÓN Y LOCALIZACIÓN DE NORA
El perímetro de Nora se encuentra en una cuenca en el Sáhara Central [5]. Esta zona
está en al suroeste de Argelia. Se pueden encontrar dos municipios en los alrededores
del perímetro de exploración, tienen 28.595 habitantes y 9.878 habitantes
respectivamente. El área está dividida en dos mesetas a lo largo de un eje sur-oeste /
noreste. Al oeste de este eje se encuentra el Gourara, cuya altitud es de
aproximadamente 300 m. Al este de este eje se encuentra la meseta de Tademait, cuya
altitud es de aproximadamente 400 m. El perímetro también está limitado en su extremo
oriental por una unidad de dunas, el Erg Chech. Sin embargo, al estar ubicadas al oeste
de los palmerales y de la licencia, las formaciones de dunas no están presentes en la
propia licencia, sino más de 5 km al oeste del extremo occidental de la licencia.
Figure 1. Descripción y localización de la cuenca de Nora.
7
2.2. GEOLOGÍA REGIONAL DE NORA
El paisaje del perímetro de Nora está dominado por el reg (son las extensiones de
terreno en los que el viento ha barrido el material más fino y ha dejado las piedras que
no puede transportar). Se divide en varias formas de relieve:
Figure 2. Region dominada por el reg.
Placas: Cubren superficies planas muy grandes del Cretácico Inferior. Están
sujetos a la erosión eólica y sus bordes exteriores son abruptos y fuertemente
barridos (hasta cien metros de caída vertical).
Terrazas de Erosión: Se formaron durante el Cuaternario antiguo y medio. Su
apariencia cambia según la litología de las rocas y la intensidad de los factores
de erosión.
Terrazas de entrada eólicas: Se formaron entre las terrazas de erosión y las
sebkhas, es decir, durante el cuaternario reciente. Los palmerales crecen en estas
terrazas.
8
Sebkhas: Representan las zonas más bajas, corresponden a los antiguos lechos
wadis y están constituidas por los depósitos salinos sobre un sustrato arcilloso.
Figure 3. Ejemplo de un lecho Wadi
Formaciones de dunas: Están inmediatamente presentes en el oeste de la zona de
palmerales en forma de acumulación de arena en micro-ergs aislados. Estos son
los primeros cordones de dunas del Erg Chech.
El área de estudio se incluye en la subcuenca occidental de la cuenca hidrogeológica
del norte del Sahara, drenada al sur y parcialmente cubierta por el gran Erg
occidental. El Sistema de Acuífero del Sáhara (SASS) es compartido entre Argelia,
Túnez y Libia (superficie total de casi 1 millón de km²): el total de reservas
almacenadas en sus acuíferos se estima en 60.000 millones de m3, renovables. Las
reservas en las aguas subterráneas del sur permiten explotar un volumen anual de
unos 5 mil millones de m3. Según un estudio de la Agencia Nacional de Recursos
Hidráulicos de Adrar (ANRH), la capa freática conocida como "Continental
Intercalar" es el único reservorio de agua explotable de la región.
9
2.3. DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO
El perímetro de Nora tiene un área de 2.350 Km2
y una longitud de 410 Km. El
yacimiento está formado por ocho campos de gas: Alfa (α), Beta (β), Gamma (γ),
Lambda (λ), Delta (δ), Theta (θ), Pi (π) y Sigma (σ) [7], que actualmente se están
evaluando y desarrollando con dos plataformas de perforación en funcionamiento.
Figure 4. Techo del reservorio Gran Emsian en un mapa de profundidad (m SS) mostrando la localizacón de los 8 campos
del proyecto Nora en el norte de África.
La trampa que hay es una trampa en las cuatro direcciones bajo una gran ruptura
estratigráfica regional situada a unos 700 m bajo la superficie. Se conoce como la
discordancia Hercynian, que separa arcillas del Carbonífero respecto areniscas y arcillas
del Cretácico inferior.
El gas parece que proviene de dos intervalos ricos en materia orgánica ‘hot shales’ del
Silúrico superior y del Devónico inferior.
10
El gas que encontramos es gas seco, almacenado en areniscas del Devónico inferior,
caracterizados por baja porosidad (8% de media) y muy bajas permeabilidades,
típicamente inferiores a 1mD.
Figure 5. Promedio de permeabilidad y porosidad de los 3 reservorios, del superior al inferior: Emsian, Pragian y
Lochkovian. Las imágenes muestran tres cores que es posible encontrar en Nora, siendo la "bonne matrice" la más típica.
Nora es un tight reservoir muy cerca de ser unconventional.
Los tres principales yacimientos son, del superior al inferior:
Emsian. Consiste en una única y homogénea capa de areniscas con una gran
continuidad lateral por toda el área. El ambiente sedimentario fue un entorno
costero dominado por olas. El rango de espesores de arena neta ronda de los 4 a
los 6 metros en los campos del este, pero sufre una degradación lateral hacia el
noroeste. El promedio de porosidad es 9,4% y el rango de permeabilidades
ronda desde 0,1mD a 10mD. La superficie del Emsian por encima del gas water
contact (GWC) es 1.100 Km2.
Pragian. Muestra una alternancia de capas entre areniscas y arcillas depositadas
en un estuario dominado por la marea con fuerte variación lateral y vertical en
toda el área. El espesor total de esta secuencia es aproximadamente de unos 130
m, decreciendo hacia el sureste. La porosidad media es del 8% y los valores de
la permeabilidad suelen estar por debajo de 0,1mD. La superficie del Pragian por
encima de GWC es de 320 Km2.
11
Lochkovian. Una secuencia de areniscas y arcillas con un espesor de unos
120m. Posee valores de porosidad y permeabilidad muy similares al Pragian. Su
superficie por encima de GWC es de 55 Km2.
Figure 6. Estratigrafía de los campos de gas de Nora mostrando los tres depósitos principales de gas: Emsian, Pragian y
Lochkovian. La rotura estratigráfica regional más importante, situada a unos 700 m por debajo de la superficie se conoce
como discordancia Hercyninan
12
Para cada reservorio, se encuentra un GWC diferente, cuyas diferencias se explican a
continuación.
Figure 7. Gran Emsian gas water contact.
Para el reservorio Emsian encontramos que el contacto para 6 de los 8 campos es el
mismo, de ahí que se conozca como Gran Emsinan. Particularmente los dos campos del
noreste tienen su GWC individual. Recordamos que el reservorio Gran Emsian sufre
una degradación hacie el noroeste, tanto de su espesor como de las propiedades del
yacimente: porosidad, permeabilidad, arena neta, saturación de gas, etc. Como se verá
más adelante, la producción de gas en las zonas intermedias de los campos para este
reservorio no es buena, no obstante, la produción de los campos del este y del noreste
prácticamente viene en su totalidad del Emsian. Los campos más importantes para este
reservorio serán Gamma y Pi.
13
El reservorio Pragian tiene un GWC diferente para cada campo, haciendo que no estén
conectados. Aparentemente puede parece de menor importancia que el Emsian, ya que
tiene una superfice considerablemente menor, sin embargo este reservorio muestra las
mayores acumulaciones de arena en todo Nora, con sus consecuentes volumenes de gas
almacenado. Los campos de mayor importancia para este reservorio son Lambda y Beta.
Figure 8. Pragian gas water contact.
14
Para terminar con la descripcion del yacimiento, decir sobre el reservorio Lochkovian
que es el de menor importancia, con poca procducción y mayor degradación respecto
Pragian; No obstante se intentará sacar el máximo partido de él.
Figure 9. Lochkovian gas water contact.
15
3. DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE SIMULACIÓN DE NORA
Los modelos de simulación en general se dividen en dos tipos: el modelo
``compositional´´ y el modelo ``Black oil´´. En el ``compositional´´ se representan los
componentes de petróleo o el gas y su composición puede variar a lo largo de la
simulación en función de en qué estado de presión y temperatura se encuentre el
hidrocarburo. El modelo usado en este proyecto se llama ``Black oil´´. Éste trabaja con
las fases del hidrocarburo, en este caso gas, representadas como un solo componente
constante, pero cuyas propiedades pueden cambiar en función de la presión.
A parte del tipo de modelo, también hay que diferenciar en qué condiciones está el éste,
diferenciando así también otros dos tipos de modelo: el modelo estático, en el cual se
describe cómo es el yacimiento y el fluido que alberga en condiciones iniciales. El
segundo modelo que se utiliza es el modelo dinámico, modelo con el cual entra en
acción la simulación del yacimiento, en donde se trata de prever el futuro
comportamiento del yacimiento una vez se pone a producir, alterando así su estado
inicial.
El modelo estático de Nora, en principio, estaba compuesto por 20 millones de celdas,
cada una de estas celdas representa un volumen de roca (150x150x0.5 metros) y unos
valores para sus respectivas propiedades, como son permeabilidad, porosidad, volumen
de arcilla, volumen de arena, saturación de agua o de gas, etc.
Figure 10. Modelo estático de Nora. 20 millones de celdas.
16
El problema de este modelo es que era excesivamente grande para trabajar con él,
realentizando así todos los procesos o análisis que se quisieran hacer. Por este motivo se
decidió hacer una simplificación de este modelo, desactivando las celdas cuyos valores
de porosidad estaban por debajo del 5% y cuyo volumen de arcilla estaba por encima
del 40%. El resultado de esta simplificación es el siguiente:
Figure 11. Modelo estático de Nora. 850 mil celdas.
Una vez hecha esta primera simplificación, el modelo pasó a tener 850 mil celdas,
representando los 3 reservorios: Emsian, Pragian y Lochkovian, además del acuífero.
No obstante, el modelo seguía siendo demasiado grande para empezar a lanzar
simulaciones con distintos escenarios de recolocación de pozos, con lo que se decidió
hacer otra simplificación más. Esta otra simplificación trataba de desactivar las celdas
que representaban el acuífero, celdas cuya saturación de agua era del 100%. Una vez
hecha esta simplificación, el modelo pasó a tener 180 mil celdas en vez de las
mencionadas 850 mil celdas.
17
Figure 12. Modelo estático de Nora. 180 mil celdas.
Esta última simplificación se puede hacer sin que cambien los resultados de producción
de gas, [1] ya que al ser un yacimiento de gas, la energía aportada para mantener la
presión del yacimiento viene mayoritariamente de la expansión del gas y no de la
expansión del acuífero.
Cada caso de simulación con esta última simplificación tardaba en torno a 1 hora, sin
embargo con el modelo de 850 mil celdas, los casos de simulación tardaban en torno a
22 horas, lo que representaba demasiado tiempo para trabajar de una forma eficiente.
El modelo actual, intenta representar de la mejor manera el yacimiento, pero es
susceptible de tener algunas modificaciones para ser más preciso una vez se conozca
este mejor.
18
4. METODOLOGÍA DEL PROYECTO
En total, el yacimiento de Nora contará con 37 pozos productores de gas [6]. Este
proyecto desarrollará los resultados obtenidos de los casos de simulación para los
diferentes escenarios de perforación de los 8 pozos recolocados del campo Alfa.
Antes de comenzar a lanzar casos de simulación, se hizo un estudio del modelo estático
de Nora creado por el equipo de geólogos y geofísicos. El estudio del modelo estático se
dividió en 2 partes; estudio de las variables independientes del modelo, las cuales no
son susceptibles a recibir cambios en caso de que se hagan ajustes el modelo, y un
estudio de las variables dependientes del modelo, las cuales están directamente
relacionadas con este y en caso de sufrir cambios estas variables también cambiarían (K
es permeabilidad, Poro es porosidad, N/G % de arena neta, Sg es saturación de gas).
Estas variables del modelo estático estudiadas las muestra la siguiente tabla:
Tabla 1. Propiedades estudiadas del modelo estático.
Una vez el modelo estático fue estudiado y entendido, comenzó el trabajo con el modelo
dinámico, generando diferentes casos de simulación con los distintos escenarios de
perforación propuestos hasta escoger el escenario óptimo.
19
Después de encontrar el escenario óptimo de perforación, se hizo un estudio de las
limitaciones de este; las cuales son:
Tabla 2. Limitaciones del proyecto.
El siguiente paso fue hacer un estudio de sensibilidad a la localización de los pozos
propuestos, para obtener unos valores de producción que no sean 100% dependientes
del modelo y no quedarse con los valores de producción dados por unas celdas
puntuales del modelo por las que ha pasado el pozo recolocado en el caso propuesto.
Figure 13. Localización de los pozos en el estudio de sensibilidad al caso propuesto.
Finalmente, se lanzó un último caso de simulación con el modelo con las celdas del
acuífero activadas, para así contrastar los resultados obtenidos durante el trabajo del
proyecto con el modelo simplificado.
Para terminar se hizo también un resumen con las conclusiones más importantes del
trabajo realizado.
20
5. DESARROLLO DEL PROYECTO
5.1. ESTUDIO DEL MODELO ESTÁTICO
Como ya se mencionó previamente, todas las características del modelo estático se
pueden diferenciar en dos grandes grupos, variables dependientes del modelo y las
variables independientes del modelo.
Se empezó a estudiar las variables independientes del modelo ya que este proyecto de
Nora se encuentra actualmente en desarrollo, cada mes se perforan pozos nuevos y se
realizan test con los que se comprueba o incluso se modifica el modelo que se tiene. Por
este motivo, era mejor empezar por lo seguro y sacar las primeras conclusiones que no
se alterasen en caso de que hubiese cambios.
5.1.1.VARIABLES INDEPENDIENTES DEL MODELO
Tres son las variables que se plantearon estudiar: relación área/pozo, objetivo del
proyecto y tipo de finalización de pozo.
La relación área/pozo está relacionada con el espaciamiento de los pozos.
Dependiendo de las propiedades del yacimiento y cuántos pozos se perforan en
un campo, la producción de pozos cercanos podría reducirse debido a su
correspondiente radio de drenaje. Lo más importante con este parámetro es darse
cuenta que el reservorio Emsian está casi en toda el área de Timimoun, sufriendo
una importante degradación de la arena neta hacia el noroeste. Por esta razón el
espaciamiento de pozos del Emsian es muy amplio, entonces las áreas a
considerar el espaciamiento de pozos en Emsian tienen que estar bien
seleccionadas y no considerar toda la superficie de Emsian.
Sin embargo, los reservorios Pragian y Lochkovian están bien encerrados por
sus respectivos GWC, por lo tanto fue más fácil trabajar con esta relación
área/pozo porque sus áreas son limitadas y perforar muchos pozos podría ser
contraproducente.
21
Figure 14. Ejemplo del espaciamiento entre pozos en el campo Gamma.
El objetivo del proyecto es entregar una meseta de producción de 5 millones de
m3 durante 5 años, por lo que no se considera un plan de perforación para tratar
de maximizar las reservas. Además, en caso de no alcanzar esta meseta acordada
en los contratos, se sufrirán penalizaciones económicas. A su vez, las
autoridades en las que se encuentra el campo de Nora, se comprometen a
comprar este gas producido.
Finalmente se decidió no estudiar la finalización y acondicionamiento de pozo
ya que este, es un proyecto que trata de recolocar una serie de pozos. La
finalización de pozos podría ser otro proyecto en sí, estudiando si se mejoraría o
no el factor de recuperación, perforando pozos horizontales o desviados. Durante
el desarrollo del proyecto se verá que también se ha mejorado el factor de
recuperación, pero esto es una consecuencia del nuevo escenario de perforación
y no era en sí el objetivo de este proyecto, como si lo sería para un proyecto de
completación y acondicionamiento de pozo.
22
5.1.2.VARIABLES DEPENDIENTES DEL MODELO
El estudio de la variables dependientes del modelo se basó en una generación de mapas
de propiedades del yacimiento. Se crearon y estudiaron mapas de porosidad,
permeabilidad, saturación de gas, arena neta y altura de la columna de gas para sacar
conclusiones sobre dónde se podrían reubicar nuevos pozos.
Figure 15. Mapas que muestran la arena neta (NTG) (%) de los tres reservorios.
El reservorio Gran Emsian parece tener una mayor acumulación de arena que Pragian,
pero la realidad es que es más delgado y más continuo en todo Nora. Sin embargo, el
reservorio Pragian, tiene una superficie más pequeña pero su acumulación de arena es la
más grande de Nora. Se aplicó un corte a partir del cual se consideran arenas para las
celdas que cumplen los siguiente: Volumen de arcilla menor del 40% y porosidad
superior al 5% y las celdas que no represntan estos valores o más se desactivan.
Figure 16. Mapas que muestran la permeabilidad (mD) para los tres reservorios.
23
Como se aprecia en los mapas de permeabilidad, el reservorio Emsian sufre una
degradación hacia el oeste, presentando muy buenas condiciones en el noreste. El
reservorio Pragian tiene un promedio de permeabilidad muy bajo, generalmente por
debajo de 0.1 mD. Lochkovian presenta unas areas reducidas pero de muy buena
calidad.
Figure 17. Mapas que muestran la porosidad (%) de los tres reservorios.
Figure 18. Mapas mostrando la saturación de gas (%) para los tres reservorios.
Estos dos mapas de porosidad y saturación de gas, conviene observarlos juntos ya que el
volumen de gas almacenado en el yacimiento está directmente relacionado con el
tamaño del poro y la cantidad de gas que haya en su interior. A su vez es importante
observarlo con el mapa de permeabilidad ya que éste da una indicación de la facilidad
con la que fluirá el gas una vez se pongan los campos a producir.
24
Figure 19. Mapas que muestran la columna de gas de los tres reservorios.
Mapas que indican dónde está acumulada la mayor cantidad de gas en cada reservorio.
Es importante destacar la gran acumulación de gas que presenta el campo Lambda,
debido a que el modelo en este campo se pobló con datos provenientes de un pozo
perforado hace 15 años, el cual mostró unos excelentes datos. No se sabe con certeza si
se puede confiar mucho en esos tests que se hicieron en su día ya que se utilizaron
técnicas ``antiguas´´; no obstante, son los únicos datos que hay, y hasta que no se
perfore un pozo nuevo hay que trabajar con estos datos. Con lo cual hay que ser un poco
prudente, y basarse en la experiencia para tomar decisiones al respecto.
25
5.2. ESTUDIO DEL MODELO DINÁMICO
Una vez se realizaron estos mapas, se estudiaron y se comprendieron, sacando una serie
de conclusiones sobre dónde recolocar los 8 pozos del campo Alfa, el trabajo con el
modelo dinámico comenzó.
Para generar los distintos escenarios de perforación, se recolocaron los pozos mediante
el software Petrel, cambiando la estrategia de desarrollo del modelo (strategy
developement) y lanzando nuevos casos de simulación con estas nuevas estrategias.
Una vez realizadas las simulaciones, se hizo un estudio de los resultados, entendiendo
por qué la presión disminuía de una forma u otra, porqué unos pozos producían más que
otros, etc. Gracias a este estudio de los resultados, se fue mejorando caso tras caso hasta
encontrar el escenario de perforación propuesto.
Las siguientes figuras muestran ejemplos de este estudio.
Figure 20. Log de un pozo en donde se ven los parametros de las celdas por las que este pozo ha pasado.
Figure 21. Nueva posición para un pozo en un Techo del yacimiento Pi.
26
Figure 23. Posición nueva para un pozo en el campo Lambda en un mapa de saturación de gas.
Figure 22. Cross section del pozo de la figura de la izquierda donde se ve la gran cantidad de celdas por las que
pasa del reservorio Pragian; razón por la cual este pozo es un gran productor.
27
5.2.1. CASO BASE. ESCENARIO INICIAL DE LOCALIZACIÓN DE POZOS
La imagen muestra el escenario inicial de localización de los 37 pozos que se perforarán
en Nora. Hay que destacar que los 10 pozos del campo Alfa están en el campo Alfa. Los
dos pozos en negro que están en el campo Alfa son los pozos que ya están perforados
que proporcionan los malos resultados de los [2] test de producción, motivo por el cual
se ha desarrollado este proyecto.
Figure 24. Techo del mapa de profundidad del reservorio Gran Emsian (m SS). Muestra los 37 pozos iniciales del proyecto
Nora. Tenga en cuenta que 8 pozos (α -3 a α -10, en color rosa) fueron originalmente planeados en el campo α.
Con esta primera simulación sin recolocar los pozos, lo que se pretendía era tener una
idea de qué pozos eran mejores o peores, confirmar la idea de qué campos son los de
mayor importancia, en qué zonas empieza a disminuir la presión primero, si Nora era
capaz de alcanzar la meseta de producción acordado con las autoridades, etc.
28
Los resultados más importantes a destacar son los siguientes:
La producción total de gas es de 17,23 mil millones de metros cúbicos (k MM
m3).
La meseta diaria de producción de 5 millones de metros cúbicos no se alcanza en
ningún momento, lo que supondría sanciones económicas.
La producción de cada campo fue la siguiente, de mayor a menor.
Tabla 3. Campo, nº de pozos y producción acumulada hasta el final de la licencia de producción en miles de millones de
metros cúbicos y billion cubic feet.
29
5.2.2.CASO 1.
En color rosa se puede ver la primera recolocación de los 8 pozos del campo alfa.
Figure 25. Escenario de recolocación de pozos para el caso 1.
Las razones principales para este escenario de perforación fueron las siguientes:
Entender la viabilidad de poner pozos a producir en las zonas intermedias entre
cada campo de Nora del reservorio Emsian.
Entender la respuesta del modelo y de los pozos de los alrededores si se
colocaban pozos en zonas del yacimiento con muy buenas propiedades.
30
Entender el tipo de fallas que alberga el modelo en regiones que están
compartimentalizadas por fallas, es decir ver si las fallas son de tipo sellante o
no.
Figure 26. Ejemplo de zona compartimentalizada por fallas en el reservorio Beta-Pragian.
Las conclusiones principales de este primer caso de simulación fueron:
Las zonas intermedias del Gran Emsian parecen que son malas productoras, no
obstante se volverán a poner a prueba.
Las fallas de este yacimiento son fallas que no ofrecen ningún tipo de barrera, es
decir, que las arenas están conectadas y la presión cae homogéneamente.
Gamma es con diferencia el mejor reservorio de todo Nora.
La meseta de producción no se alcanzó de nuevo.
La producción acumulada fue muy similar a la del caso base con 17,26 k MM
m3.
31
En la siguiente tabla se puede observar la producción de los 8 pozos recolocados.
Debido a estos bajos valores de producción de los pozos recolocados, la producción
total acumulada de gas no ha mejorado.
Tabla 4. Producción de los pozos recolocados para el caso 1.
32
5.2.3. CASO 2.
De nuevo en color rosa la posición de los pozos.
Los pozos rodeados de un círculo azul mantienen la misma posición que en el Caso 1,
ya que fueron los mejores productores de los que fueron recolocados.
Los pozos rodeados de un círculo rojo, son pozos cuya nueva posición ha coincidido
con otra nueva localización de dos pozos que no están dentro del plan de recolocación
de pozos de este proyecto y cuya posición inicialmente puesta se ha cambiado. Esta
decisión se tomó durante los meses en los que se ha realizado el proyecto y vino por
parte de los ingenieros que estaban en el propio yacimiento en el norte de África
Figure 27. Escenario de recolocación de pozos para el caso 2.
33
Los resultados obtenidos de este caso de simulación son los siguientes:
Se confirma que los pozos colocados en las zonas intermedias del gran Emsian
no son buenos productores.
No se alcanza la meseta de producción de nuevo.
El reservorio Pragian en el campo Beta muestra resultados de producción
bastante buenos.
La producción acumulada al final del periodo de producción sigue siendo muy
parecida; 17,3 K MM m3.
Tabla 5. Producción de los pozos recolocados para el caso 2.
34
5.2.4. CASO 3.
Misma dinámica de orden, en rosa los pozos recolocados y rodeados por circulo azul los
pozos que no han cambiado de posición.
En este caso ya se conocía bien la respuesta de los campos y sus mejores zonas para
recolocar pozos.
Se ha probado a sobrepoblar el reservorio Gamma para ver si se afecta a la producción
de los pozos de sus alrededores.
Se ha colocado un pozo in-fill en el campo Lambda ya que durante la recolocación del
Caso 3, se creó el mapa de la columna de gas, permitiéndome caer en la cuneta del gran
potencial que tiene este campo.
Se ha colocado en el campo Pi otro pozo en la zona sur, zona que muestra muy buenas
propiedades aunque no se encuentre en el techo del reservorio.
Figure 28. Escenario de recolocación de pozos para el caso 3.
35
Las conclusiones sacadas para este caso son las siguientes;
No ha sido productivo sobrepoblar el campo Gamma ya que la producción total
acumulada para este campo ha sido prácticamente la misma, lo que finalmente
ha supuesto repartir la producción entre más pozos.
El in-fill de Lambda es un gran pozo productor y no se ha afectado a la
producción de los pozos de alrededor.
Los pozos Beta 12 y 14 se han visto afectados debido a su proximidad.
La meseta de producción se ha alcanzado durante 1 año, aunque el objetivo es 5
años.
La producción acumulada de Nora ha mejorado bastante siendo ahora de 19,4 k
MM m3
Tabla 6. Producción de los pozos recolocados para el caso 3.
36
5.2.5.CASO 4.
Este escenario de perforación se acerca al definitivo ya que se mantiene la posición de 5
de los 8 pozos a recolocar (círculo azul) ya que han dado muy buenos resultados.
Se va a estudiar también el campo Theta, que no se había estudiado antes debido a su
bajo volumen de gas almacenado.
Debido a los buenos resultados del campo Lambda, se va a añadir otro pozo más pare
ver si se sigue mejorando la producción o se ve afectada la producción del resto de
pozos del campo.
Debido a las pruebas de los casos anteriores sobrepoblando los campos Beta y Gamma
se ha decidido reducir el número de pozos para cada campo.
Figure 29. Escenario de recolocación de pozos para el caso 4.
37
Las conclusiones sacadas para este caso son las siguientes:
Se comprueba que la producción de Theta es marginal y no merece la pena
perforar un pozo en este campo.
Se ha comprobado a su vez, que la mejor opción para el campo Gamma es
añadir solo un pozo más ya que debido a su buena permeabilidad, añadir más
pozos no mejora la producción total sino que se reparte entre el número de pozos
que se añada.
El campo Lambda sigue teniendo aún más capacidad de producción.
La meseta de producción se ha alcanzado, manteniéndola 3 años, cerca del
objetivo.
La producción acumulada sigue mejorando poniéndose en valores de 20,3 k MM
m3.
Tabla 7. Producción de los pozos recolocados para el caso 4.
38
5.2.6.CASO 5. ESCENARIO PROPUESTO DE LOCALIZACIÓN DE POZOS.
Finalmente la siguiente imagen muestra la distribución óptima encontrada, siendo ésta
la que se propondrá como escenario alternativo de perforación en caso de que se
confirme definitivamente no explotar el campo Alfa.
El único cambio que ha habido respecto al caso 4 es cambiar el pozo colocado en Theta
y colocarlo en Lambda.
Figure 30. Escenario de recolocación de pozos para el caso propuesto.
La producción acumulada para este caso es de 21,3 k MM m3, lo que supone un factor
de recuperación del 34%, valor que sigue siendo bajo para ser un campo de gas. Esto se
debe a que lo característico de Nora es que tiene unos valores muy bajos de
permeabilidad y de porosidad, próximo a ser un yacimiento no convencional y además,
debido a su gran superficie, tiene grandes cantidades de gas almacenado, pero de una
forma muy dispersa, por este motivo nos centramos en determinadas áreas del
yacimiento, descartando la producción de gas de estas zonas intermedias marginales.
39
Finalmente, con esta distribución de pozos si se alcanzó la meseta de producción de 5
millones de metros cúbicos de gas al día durante 5 años.
La siguiente tabla muestra los valores de producción de los pozos recolocados para el
caso propuesto, como se puede comprobar todos los pozos producen una gran cantidad
de gas superior al promedio de Nora, excepto el pozo Delta 5 que como productor es el
mejor de los peores, por eso finalmente se le tuvo en cuenta a la hora proponer un
escenario definitivo de recolocación de pozos.
Tabla 8. Producción de los pozos recolocados para el caso propuesto.
40
5.2.7.VISÓN GLOBAL DE LA EVOLUCIÓN CASO A CASO.
Este gráfico muestra la evolución definitiva sufrida caso a caso. Hasta el Caso 3, caso
en el que ya conocía bien las grandes acumulaciones de gas del yacimiento, no hubo una
gran mejoría. Sin embargo a partir de aquí la mejoría de la producción de gas total caso
a caso es evidente.
Tabla 9. Mejora de la producción acumulada y promedio de la producción por pozo en Nora.
Figure 31. Evolucíon de la producción acumulada caso a caso.
INITIAL PLAN CASE 1CASE 2 CASE 3CASE 4 PROPOSED CASE
41
Esta tabla muestra la distribución de pozos para cada caso y cada campo, además de la
producción por campo en cada caso. En esta tabla se puede apreciar con detalle los
valores de producción, consecuencia de los motivos explicados previamente en la
distribución de cada caso. Cabe destacar la evolución sufrida por el campo Lambda y
Beta, que ha logrado una buena mejoría en la producción. También es importante darse
cuenta cómo la diferencia de perforar de 3 a 1 pozos en el campo Gamma es mínima
debido a la buena permeabilidad que este tiene y darnos cuenta de la aportación
marginal de Theta. Con todo esto se consiguió un aumento del factor de recuperación de
6%.
Tabla 10. En detalle, nº de pozos por campo y por región y su respectica producción caso a caso.
42
5.3. ESTUDIO DE LIMITACIONES Y RESTRICCIONES
Como todo proyecto en marcha, se van encontrando dificultades o limitaciones no
previstas inicialmente, a pesar de las previsiones que se hayan podido hacer. En el caso
que nos concierne, fueron dos las limitaciones encontradas.
Una de ellas es el porcentaje de CO2 que se envía a la instalación separadora y la otra
limitación vino por las tuberías que se van a emplear y su capacidad de transporte.
Ambas limitaciones se verán más en detalle a continuación.
5.3.1.RESTRICCÍON AL PORCENTAJE DE CO2 PRODUCIDO
El gas que encontramos almacenado en el yacimiento es un gas seco, es decir, un gas
que no produce condensados a presión atmosférica. Este gas de los 8 campos que
forman en el yacimiento de Nora tiene una composición parecida, pero no igual.
Dependiendo de cuál de estos 8 campos de Nora proceda el gas, éste tendrá una
composición mayor o menor de CO2 como factor limitante, aunque su composición
como veremos en la siguiente imagen, es una mezcla muy variada formada por multitud
de moléculas distintas, eso sí siempre con una predominancia de moléculas cortas de
bajo peso molecular, razón por la cual no condensan a presión atmosférica.
La siguiente imagen muestra los resultados de laboratorio de un análisis PVT de una
muestra sacada de uno de los campos de Nora, en dónde veremos sus propiedades
termodinámicas, su composición detallada y su relación presión volumen en el
yacimiento.
43
Tabla 11. Análisis de la composición del gas proveniente del campo Beta.
Tabla 12. Relación presión volmen del gas proveniente del campo Beta.
44
Figure 32. evolución del factor Z en función del la presión.
En general la composición del gas de los campos de Nora es parecida, siendo el metano
la molécula predominante siempre, y el CO2 el factor limitante que más varía en función
del campo.
Esta limitación se descubrió a medida que avanzaba el proyecto. Al principio se creía
que la media de CO2 de todos los campos estaría entorno al 4% o 6%, pero según se fue
perforando pozos de los campos del noreste, se descubro que su % de CO2 era
considerablemente más alto. En la siguiente tabla se muestran Los valores promedio de
% CO2 de los ocho campos de Nora.
Tabla 13. %CO2 de cada campo de Nora.
Volumen molar de un gas con relación al volumen
molar de un gas ideal ideal a la misma temperatura.
45
Pues bien, el problema viene debido a que la composición del gas vendible no puede
exceder de un 2% de CO2 y la instalación separadora tiene una limitación técnica en
condiciones de meseta (5 MM m3 diarios) que no puede alcanzar este 2% si el gas que
le llega para separar tiene una concentración de CO2 superior al 7%.
Como se ha visto en la tabla anterior, los campos Sigma y Pi son los que más CO2
tienen en su composición y a su vez son los que más gas aportan en el periodo inicial de
producción, con lo cual esta limitación de 7% es excedida, como se ve en la siguiente
imagen.
Figure 33. Producción de CO2 durante el periodo de la licencia de producción.
Por suerte, esta limitación es excedida al principio de periodo de producción, con lo que
La meseta de producción todavía no se había alcanzado y entonces, probablemente esta
limitación técnica se pueda superar ya que la planta será capaz de separar este extra de
CO2.
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%% CO2 from gas produced during the license period
46
5.3.2.LIMITACIÓN CAUDAL DE TUBERÍAS
Con el nuevo plan de perforación propuesto, la producción acumulada de gas hasta el
final de la licencia de producción (Agosto 2039), aumentó 4 mil millones de m3. Esto
supone un problema a la hora de conducir el gas de los pozos a la instalación separadora
ya que los volúmenes que se transportan son mayores.
Como las tuberías fueron diseñadas para el plan inicial de perforación, ya no se pueden
cambiar, así que en caso de que finalmente se realice este plan propuesto, habrá que
adaptar el caudal de gas diario al máximo de la capacidad de las tuberías ya diseñadas.
La siguiente tabla muestra las dimensiones de las tuberías inicialmente diseñadas:
Las tuberías de los campos β, α - λ y γ son las que sufrirían este problema de
sobrecapacidad.
Trunk line Size Q min
(MM m3/d)
Q max
(MM m3/d)
β 8’’ 0.23 0.67
α - λ 8’’ 0.25 0.93
γ 12’’ 1.00 2.35
θ-π -σ 12’’ 0.51 2.72
δ FACILITY (4’’ & 2’’)
6.7>5.0 (overcapacity)
Tabla 14. Dimensión y capacidad mínima y máxima de las tuberías.
47
En las siguientes imágenes se ve cómo y cúando estas limitaciones serían excedidas:
Figure 34. Producción de CO2 del campo Beta.
Figure 35. Producción de CO2 de los campos Alfa y Lambda, se consideram a la vez ya que compraten tubería hasta que el
gas llega a la instalación separadora.
0,0E+00
2,0E+05
4,0E+05
6,0E+05
8,0E+05
1,0E+06
1,2E+06
1,4E+06
1,6E+06
Beta rates
0,0E+00
2,0E+05
4,0E+05
6,0E+05
8,0E+05
1,0E+06
1,2E+06
1,4E+06
DR-IRS rates
48
La siguiente imagen muestra, gracias al software Petrel, cómo los caudales diarios de
estos campos, pueden ser ajustados de la forma más eficiente posible.
Figure 36. Producción diaria de gas ajustada al caudal de las tuberías.
También vemos que este ajuste de los caudales diarios de estos campos que pueden
producir más, al final del periodo de producción, no afecta a la cantidad total de gas
producido; simplemente las cantidades de gas producido.se reparte de otra forma con el
tiempo.
Figure 37. comparación de la producción diaria y acumulada para las situciones con el rate de los pozos ajustado a las
tuberías y sin ajustar.
Proposed case Proposed case (flow rates corrected)
BETA LAMBDA GAMMA
49
5.4. ESTUDIO DE SENSIBILIDAD AL CASO PROPUESTO
Cuando se definió la distribución de pozos óptima, se realizó un estudio de sensibilidad
para optimizar la ubicación de los pozos y no depender tanto del modelo. Esto se hizo
lanzando más casos de simulación reubicando los pozos en el área circundante de los
pozos reubicados en el caso óptimo escogido.
Figure 38. Techo del mapa de profundidad del reservorio Gran Emsian (m SS). Muestra las áreas propuestas (grupos de
círculos rosados) para reubicar los ocho pozos de α. Después de un estudio de sensibilidad en cada una de esas áreas.
La información que se pretendía conseguir es la de obtener un promedio de la
producción que se puede esperar del área alrededor los pozos recolocados, para tener
unos valores de producción mas realistas. Se pretendía también no sacar unas
conclusiones finales de la posicion fija para estos pozos recolocados que pasan por unas
determinadas celdas del modelo.
50
Para ello se colocaron pozos alrededor del pozo recolocado, para que éstos pasasen por
celdas con distintos valores de porosidad, permeabilidad, saturación de gas, etc.
Las siguientes figuras muestra cómo estos pozos pasan por las céldas próximas al pozo
del caso propuesto.
Figure 40. Localización de los pozos para los casos
de sensibilidad para el campo Beta. Figure 39. Localización de los pozos para los casos de
sensibilidad para el campo Delta.
Figure 41. Localización de los pozos para
los casos de sensibilidad para el campo Pi. Figure 42. Localización de los pozos para los
casos de sensibilidad para el campo Lambda.
51
El siguiente gráfico muestra los valores obtenidos en los casos de sensibilidad, valores
que son muy parecidos excepto en dos casos:
Para el campo Lambda en el caso C5_A y CF_F hubo un pozo que paso por un
límite de falla quedando fuera del reservorio y siendo un pozo seco.
Para el campo Beta, en el caso C5 y C5_D debido a una falla, al contrario en el
caso anterior, el pozo pasa 2 veces por el reservorio maximizando la producción
del campo.
Ambos hechos puntuales en la realidad lo más probable es que no pasasen ya que
siempre se intenta evitar atravesar fallas por los problemas técnicos que puede
conllevar.
Figure 43. Producción de cada campo para cada caso de sensibilidad.
37 142 37 37 37 141 142 1.197 1.185 1.111 1.070 1.146 1.189 1.217
2.282 2.312 2.263 2.263 2.264 2.271 2.294
775 777 776 776 775 776 778
4.478 3.667 4.331 4.371 4.344 4.286 3.375
8.815 8.893 8.806 8.794 8.798 8.863 8.846
3.269 2.930 3.002 2.992 3.210 3.035
3.009
431 431 431 431 431 431
432
C5 C5_A C5_B C5_C C5_D C5_E C5_F
MM M3 GAS PRODUCED
AFF AI BRDA BRDN DR HYR IR IRS
52
El siguiente gráfico muestra en porcentaje la cantidad de gas aportada por cada campo.
Como se puede ver, el campo Gamma es con diferencia el más importante, junto al
campo Lambda y Beta que son los que más han crecido con este plan de perforación
propuesto.
Figure 44. Porcentaje de producción de cada campo respecto la producción total.
53
5.5. VERIFICACIÓN DE RESULTADOS. MODELO COMPLETO
La última tarea realizada fue una verificación de resultados. La mayor parte del trabajo
desarrollado fue con las celdas que representan el acuífero desactivadas debido al largo
tiempo de simulación que significa trabajar con este volumen de celdas activadas. Es
correcto trabajar con este modelo porque la energía para mantener la presión del
yacimiento viene principalmente de la expansión del gas y no de la expansión del agua.
No obstante, había que comprobarlo, así que con la misma distribución de pozos
propuesta, se lanzó un último caso de simulación con este modelo con 'acuífero'. Los
resultados de esta simulación fueron similares a los esperados, con la evidente
diferencia de la producción de agua, que no tuvo gran influencia en el total acumulado
de gas producido, 200 mil m3 más producidos, que es un bajo volumen comparado con
los 21,3 mil millones m3 de gas producido en Nora.
En cuanto a la producción de agua, el caso simulado con el acuífero activado, tiene una
producción de agua total de 2,2 millones de m3, diez veces más que el caso sin acuífero,
que tiene una producción de 200 k m3 de agua. De los 2,2 millones de m
3 hay que
destacar que la mitad viene de un pozo del campo Delta, con lo cual la pruduccíon de
agua aun se podría reducir más para evitar la gestión de ésta, una vez se produce.
54
6. CONCLUSIONES
A continuación se hará una breve descripción de los parámetros más destacados o más
relevantes que se han obtenido a lo largo de la elaboración del proyecto durante el
periodo de 6 meses de prácticas. Quiero destacar también el hecho de que este proyecto
de Nora se encuentra actualmente en el periodo de preproducción, hay 17 de 37 pozos
ya perforados y cuando comencé las prácticas no había más que 10. Estos 7 pozos han
ido revelando datos que se han ido incorporando a la información disponible no
conocidos y hemos tenido que adaptar estas nuevas informaciones según se adquirían.
Dicho esto, en los siguientes apartados se resumirá las conclusiones más importantes de
este proyecto:
La redistribución final propuesta de los pozos mejora 4 mil millones de metros
cúbicos; desde el caso base hasta el caso óptimo. En términos de factor de
recuperación significa de 28% a 34%. Como se puede ver en la tabla, hasta que
no se alcanzó el Caso 3, comenzó la mejora de producción de gas debido a que
se estaba entendiendo y probando localizaciones en el modelo del yacimiento.
55
La principal mejora en el total acumulado viene de λ-Pragian y β-Pragian. Como
se ha visto, el reservorio Emsian está bastante bien aprovechado en las zonas
dónde éste tiene una gran calidad, y se ha decidido renunciar a las zonas
intermedias en dónde hay gas pero su producción es muy baja. Por este motivo
me centré en maximizar el reservorio Pragian.
Los campos más importantes en términos de producción son los siguientes, de
mayor a menor: γ-λ-β-π-δ-σ- α -θ.
56
La tasa máxima de CO2 supera el límite de capacidade de separación de la
instalación en los primeros meses de producción, sin embargo, no será un
problema ya que no se alcanza durante el período de meseta.
Las correcciones de los caudale de producción de los pozos por el problema de
diseño de las tuberías no tiene influencia en la producción total de gas durante el
período de la licencia.
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%% CO2 from gas produced during the license period
57
El hecho de haber trabajado con un modelo en dónde las celdas que representan
el acuífero estaban desactivadas es correcto como los resultados de la simulación
han mostrado.
Proposed case Proposed case (flow rates corrected)
58
DOCUMENTO 2: ANÁLISIS ECONÓMICO
59
1. ANÁLISIS DE COSTES DEL ESTUDIO DE RECOLOCACIÓN DE POZOS
PRODUCTORES EN EL YACIMIENTO DE NORA
La realización de este proyecto ha conllevado una serie de gastos variados de distinta
índole. Desde gastos de personal hasta gastos de licencias, etc. Todos estos gastos se
detallan a continuación para un periodo de 6 meses:
CONCEPTO COSTE (€)
Personal
Ingeniero 18.000
Becario 6.000
Tangibles
Licencia Eclipse 4.000
Licencia Petrel 4.000
Alquiler / Puesto de trabajo en la torre 5.000
Ordenador 400
Libros 60
Intangibles
Dietas 300
Transporte 120
Gestión administrativa 40
TOTAL 37.920
Tabla 15. Desglose de gastos del estudio realizado
60
2. ANALISIS DE COSTES DE LA RELOCALIZACIÓN DE LOS 8 POZOS
Los 8 pozos que inicialmente se tenía pensado perforar en el campo Alfa, alcanzan a
una profundidad media de 2.100 metros. La profundidad hasta la cual se tienen que
perforar estos pozos es un factor determinante en el presupuesto total del coste de un
pozo ya que requiere más tiempo para perforar dichos pozos con sus respectivos costes
de alquiler de las plataformas de perforación, personal, materiales, etc.
En este apartado de la memoria económica se procederá a hacer una comparación entre
los costes que supondrían perforar estos ocho pozos en el campo alfa y lo que supondría
perforar dichos pozos según las profundidades medias de cada campo de Nora con el
escenario de perforación propuesto.
La siguiente tabla muestra los costes de perforar un pozo en el campo alfa, según el
escenario de perforación inicialmente planeado con los 8 pozos de alfa en a una
profundidad de 2.100 m.
61
Multiplicando por 8 esta cantidad hace un total de 110.986.176 € que sería el coste de
perforar estos ocho pozos en este campo.
62
A continuación, la siguiente tabla muestra las distintas profundidades para los distintos
campos en los que se recoloca los pozos según el caso propuesto, y el cambio de costes
que esto supondría.
CAMPOS PROFUNDIDAD
(m)
Nº DE
POZOS COSTE (€)
Caso inicial
Alfa 2.100 8 110.986.176
Caso propuesto
Beta 1.500 2 25.771.814
Lambda 2.100 3 41.619816
Gamma 1.600 1 13.006.518
Delta 2.000 1 13.652.144
Pi 2.500 1 14.481.334
TOTAL 8 108.531.626
Como se puede ver, los costes totales son muy parecidos, y hasta se ahorran unos 2,5
millones de €. Parece que respecto el global del proyecto supone un ahorro mínimo,
pero no dejan de ser 2,5 millones.
Estos, son valores de pozos verticales que son los más ``simples´´ de hacer, en el caso
de que se empezase a perforar pozos desviados, horizontales, si se quiere fracturar la
roca inyectando agua, si se quiere hacer una sísmica nueva, si se quiere hacer una
campaña de trazadores, si no hay ningún accidente… son muchos más los costes que
hay que sumar al proyecto además de que no haya ningún conflicto geopolítico u otras
variables que sean difícil de controlar por las compañías del petróleo.
Hay que resaltar la magnitud económica de estos proyectos a largo plazo, en los que hay
que hacer grandes inversiones al principio del proyecto y siempre se depende del precio
del barril de petróleo (el precio del gas va en función de su poder calorífico y el precio
del petróleo). Es un mercado muy volátil y un negocio muy rentable o en ocasiones
ruinoso.
Tabla 16. Tabla comparativa del precio por pozo según las profundidades
63
7. REFERENCIAS
[1] Dake, L. P., 1998 Fundamentals of Reservoir Engineering. Elsevier.
[2] Découvertes de Sonatrach, MJB-3 & IRS-1. Volet Géoscienes.
[3] Schlumberger, 2013. Eclipse reference reservoir simulator manual.
[4] Schlumberger, 2013. Petrel Reservoir engineering. Training and exercise guide.
[5] Total E&P Algerie, 2008. Perimetre de Timimoun. Rapport Définitif de Découverte.
[6] Total E&P Algerie, 2008. Perimetre de Timimoun. Rapport Définitif de Découverte.
Octobre 2008. Volet Plan de Développement.
[7] Total E&P Algerie, 2008. Perimetre de Timimoun. Rapport Définitif de Découverte.
Octobre 2008. Résumé direction.
64
DOCUMENTO 3: ANEXO 1
65
IMPACTO SOCIOECONOMICO
Es importante recordar que le área del proyecto está a más de 50 km de los primeros
asentamientos próximos a la zona del proyecto. Sin embargo, es necesario describir el
proyecto sobre la totalidad del perímetro de Nora y las aglomeraciones más próximas.
Este enfoque es importante para la comprensión de los problemas de empleo del
proyecto. La licencia de explotación del proyecto se encuentra en la wilaya de Adrar,
que consiste en 11 dairas, 28 municipios y 299 ksour (pueblos tradicionales) y se
extiende más de 427.968 km.
Figure 45.Ksar, pueblo tradicional del norte de África.
A continuación se hará un breve desarrollo de cómo es la región y el impacto que
probablemente vaya a traer este proyecto consigo. Se explicarán aspectos como el tipo
de instituciones de la región, la infraestructura que poseen, actividades agrícolas,
actividades industriales, turismo y empleo de la región.
El contexto institucional en términos de organización institucional, junto con la
organización administrativa oficial, que se encuentra en todo el territorio del
norte de África, hay autoridades oficiales y también ksours, los jefes
tradicionales de los pueblos, así como jefes espirituales, o Zaouia.
66
Infraestructura. A pesar de las limitaciones relacionadas con la inmensidad del
territorio, la aridez del clima, la austeridad del desierto y su posición descentrada
con respecto a puntos de suministro de mano de obra del país, esta región tiene
una infraestructura básica (red de carreteras, aeropuertos) y tiene un gran
potencial agrícola, de agua, de energía y de turismo.
Han logrado un progreso real en materia social y de infraestructura: La mejora
de la tasa de escolarización, especialmente para las niñas, la energía, el agua
potable y la salud, etc. pero todavía hay muchas deficiencias (red de aguas
residuales y recogida de residuos, personal médico insuficiente, etc).
Agricultura. La actividad principal es la agricultura. Gran parte del territorio de
los oasis está ocupada por la palmera datilera y los cultivos subyacentes que
forman los jardines. Un sistema de riego original y antiguo se desarrolló allí, los
foggaras.
Figure 46. Sistema de riego tradicional. Foggara.
Actividades industriales. No se encontraron empresas dotadas de los recursos
humanos y materiales capaces de llevar a cabo un proyecto industrial. Además,
los proyectos que no son de hidrocarburos siguen siendo bastante modestos. Sin
embargo, existe potencial para la expansión, en particular para la industria
extractiva (materias primas).
67
Turismo. El turismo de esta región tiene un gran potencial, pero todavía esta
débilmente explotado debido a la debilidad de la infraestructura de recepción, la
falta de comunicación y la falta de una política proactiva para promover el
turismo. Sin embargo, la zona aparece como un centro turístico de excelencia
según el marco del plan general de Ordenación del Territorio (SDAT 2025), que
tiene previstas importantes inversiones para desarrollar la actividad turística en
los años venideros.
Empleo. En términos de empleo, la tasa de participación es baja. Para los
mayores de 19 años, es alrededor del 45% para los hombres y 10% para las
mujeres. El empleo es uno de los principales problemas de la zona.
Aunque ningún sitio ha sido identificado, el área del proyecto es probable que
contenga los sitios arqueológicos prehistóricos del Neolítico.
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